委內瑞拉奧里諾科重油帶淡水沖刷超重油儲層飽和度評價

陳惠,李長文,王玉生,田蔥蔥,郭松偉,李劍平

(1.中國石油集團測井有限公司國際事業部, 北京 102200;2.中國石油勘探開發研究院, 北京 100083)

0 引 言

委內瑞拉奧里諾科重油帶位于東委內瑞拉盆地南緣的北傾單斜上,可采儲量約為500×108t[1],是目前世界上最大的超重油油藏,占世界超重油藏的90%。其主要儲集層是一套第三系河流——三角洲相砂巖,油層埋藏淺、厚度大、物性好、含油飽和度高[2-3],但由于受到地表淡水淋濾、沖洗作用,外來注入水和原生地層水發生了混合,且不同水淹級別,兩者混合程度不同,從而打破了原始地層水礦化度的分布規律,給水淹層混合液電阻率的確定帶來較大困難[4],極大地限制了傳統的飽和度計算模型在重油儲層評價中的應用。

飽和度評價是儲集層定量評價的核心,是油氣儲量計算、油水界面確定、優化射孔方案的關鍵參數之一[5-6]。研究區超重油儲層開發方式主要采用水平井冷采技術,在油水共滲體系中,油質變稠使油的流動性變差,水則顯得更為活躍,水相對重油流動能力強,射孔若不避開含水段,產層很容易出水,即使只有1%的自由水,射孔之后也僅有水產出,嚴重影響試油效果和采收率[7-9]。國外目前對重油儲層的研究主要集中在重油的成因機理、開采工藝方面[10-16],但對重油儲層測井評價方法尤其是重油儲層飽和度評價方面的研究較少,重油層測井識別與評價被認為是測井解釋油氣層“十大難題”之一[17]。通過調研前人研究成果,目前求取重油儲層飽和度的方法主要有2類:對于泥質含量較低的重油儲層主要采用阿爾奇公式計算[18-21];對于泥質含量較高的重油儲層主要采用W-S模型求取[22-24]。上述2種飽和度評價方法在地層水性質變化不大的地層中取得了很好的應用效果,而委內瑞拉超重油油藏,由于受到淡水沖刷的影響,儲層中包含高礦化度的束縛水和低礦化度的自由水,使得同一地層內地層水性質存在明顯差異,因此,需要根據研究區超重油儲層特征構建新的重油飽和度測井解釋模型,提高飽和度計算精度,為重油儲層開發方案的制定提供理論支撐。本文在綜合分析研究區地層水成因的基礎上,應用改進的雙水飽和度模型確定了變化的地層水電阻率及飽和度,對經濟合理地開發超重油區塊具有很強的實用性和可操作性,對超重油油藏開發具有重要指導意義。

1 地層水特征分析

從地質成因分析,地層水可分為原生水和次生水。沉積成巖過程中,地層水呈濃縮鹽化特征,形成高礦化度的地層水,當油氣運移并富集于砂巖儲層時,巖石孔喉中的自由水會被驅替,而吸附在泥巖表面及巖石顆粒表面的束縛水在排驅壓力下,理化性質基本不變,這部分束縛水稱為原生水。次生水是指地層沉積之后,通過原油生物降解、其他地層或地表水滲入等途徑形成的地層水[25]。

從區域位置考慮,東委內瑞拉盆地西鄰安第斯山脈,奧里諾科河橫穿其中,研究認為重油帶大氣水補充源在安第斯的西部露頭和南緣奧里諾科河。奧里諾科重油帶淺層Morichal組3套油層頂面由北西向南東呈階梯狀抬升,底部2套油藏超覆在不整合面上;重油帶南緣奧里諾科河流經,多條大斷層可能上通至地表河水;地表水沿斷層及不整合面浸入下部地層,原始地層受淡水淋濾、沖刷影響導致巖層中高礦化度的原生水被含鹽量不高的、從地表運移和滲透的自由水所溶解稀釋,交替生成次生水。次生水是被逐級改造過的一種淡化水,賦存于水層或油水同層中,研究區次生水實際為一種原生自由水和注入水的混合水。2008、2010年2次水分析資料表明油井產出水礦化度逐漸變淡,進一步證明了地表淡水對儲層原生水的改造作用(見表1)。

表1 MPE-3相同井號不同時間水樣化驗氯根濃度及 含水對比表

2 飽和度模型優選

普通油氣藏保存條件好,地層水均為原生水,無次生水的影響,采用傳統固定地層水電阻率的導電模型即可準確確定含水飽和度,但是奧里諾科重油帶在成巖后期,由于受構造運動影響,地層水受到地表淡水沖刷,外來注入水和原生地層水發生了混合,地層水總礦化度隨著束縛水體積和自由水體積比例的變化而變化。受此因素影響,重油油層內部自然電位異常往往與儲層滲透性矛盾,當泥漿礦化度介于束縛水礦化度和自由水礦化度之間的情況下,油層至水層甚至出現自然電位異常的反轉。針對研究區復雜的地層水特征,需要對飽和度模型進行優選。

2.1 雙水模型適應性改進

針對研究區復雜的地層水特征,需要對傳統的雙水模型進行改進,提出以高礦化度的原生束縛水和低礦化度的次生自由混合水為基礎的雙水導電模型,該方法認為地層水的導電性是由自由水與束縛水并聯導電決定的,雙水中的束縛水不是通常雙水模型的黏土水化水,而是指黏土化水和微毛細管孔隙滯水之和,而自由水(即混合水)也不是通常雙水模型的自由水,而是指原生自由水與注入水溶解生成的混合水(見圖1),且地層水電阻率等效為這2種水的混合液電阻率,隨兩者體積的變化而變化。

設自由水和束縛水混合液的電導率為Cwm,泥質砂巖地層的電導率為Ct,根據純砂巖Archie公式有[26]

(1)

根據雙水模型理論,混合液的導電性是自由水與束縛水并聯導電的結果,因此

圖1 含泥質砂巖重油地層的雙水模型

(2)

根據飽和度、孔隙度之間的相互關系可得

Cwm=[(Swt-Swb)Cwf+SwbCwb]/Swt

(3)

將式(3)代入式(1)可得

(4)

令n=2,方程(4)變為關于Swt的一元二次方程,解方程并取正值解可得

(5)

式中,φt為總孔隙度;φf為自由流體孔隙度;φb為束縛流體孔隙度;Cwb為束縛水電導率;Cwf為自由水電導率;Swb為束縛水飽和度;Swt為總含水飽和度。

2.2 改進雙水模型參數確定

雙水飽和度模型方法的主要參數:孔隙度、巖電參數、地層水電導率、自由水電導率和束縛水電導率,通過常規測井、巖心物性資料、相滲資料及地層水測試資料可以準確計算這些參數。其中,地層水電導率是應用雙水導電模型確定地層含水飽和度的關鍵參數。

2.2.1地層水電導率的確定

IZJ-B井位于奧里諾科超重油油藏低部位,目的層孔隙度30%～38%,測井深電阻率15～25 Ω·m,為典型水層。應用視地層水電阻率分析法確定地層水電阻率為1.25 Ω·m,等效電導率為0.80 S/m。

自由水礦化度通過地層測試和實驗室水分析即可獲得,根據實驗室水分析結果,淺層超重油儲層自由水礦化度為732.5 mg/L,等效電導率為0.25 S/m。

與自由水不同,束縛水礦化度難以通過測試等手段直接獲取。淺層超重油儲層孔隙中普遍存在殘余油,典型水層中含有殘余油、束縛水和自由水。束縛水飽和度、自由水飽和度和殘余油飽和度關系為

Swb+Swf+Sor=1

(6)

假設束縛水和自由水是并聯導電的,根據巖石體積模型,地層水電導率與束縛水電導率和自由水電導率之間的關系為

Cwm×φt(Swf+Swb)=Cwb×φtSwb+Cwf×φtSwf

(7)

由式(7)可得束縛水電導率為

(8)

式中,Swf為自由水飽和度,V/V;Sor為殘余油飽和度,V/V。其中,束縛水飽和度和殘余油飽和度通過綜合分析相滲資料與巖心物性資料得到。

束縛水包括黏土束縛水和毛細管束縛水。通過分析相滲資料與巖心物性資料,束縛水飽和度與滲透率有較好的相關性,利用統計方法建立束縛水飽和度解釋模型。

Swi=-7.42lnK+83.19R2=0.903 5

(9)

式中,K為滲透率,mD[注]非法定計量單位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同。

通過研究發現,殘余油飽和度與地層孔隙度有很好的相關性。

Sor=96.773lnφ-307.49R2=0.694 6

(10)

式中,Sor為殘余油飽和度,%;φ為孔隙度,%。

根據式(6)、式(7)、式(8),確定研究區束縛水電導率為2.73 S/m。

2.2.2地層孔隙度的確定

通過分析研究區巖心物性資料,發現補償密度與巖心孔隙度具有很好的相關性,利用巖心刻度測井的方法建立密度孔隙度計算模型,利用該模型推算骨架密度值為2.67 g/cm3,與理論砂巖骨架值基本吻合(見圖2)。

2.2.3巖電參數的確定

根據巖石物理實驗分析,將地層因素和電阻率增大系數值繪制在雙對數坐標系上,分別對應孔隙度值和含水飽和度值,使用y=ax+b形式的回歸獲得直線斜率的膠結指數m值和飽和度指數n值(見圖3)。最終確定泥質校正后的巖電參數a=0.828,m=2.007,b=0.849 5,n=2.002,為使式(4)具有解析解,取n=2。

圖2 孔隙度計算模型

圖3 過載壓力600 psi*泥質校正后的膠結指數和飽和度指數*非法定計量單位,1 psi=6 894.76 Pa

圖4 CJS-A井測井綜合解釋成果圖

3 應用實例

利用建立的改進雙水飽和度模型對研究區CJS-A井進行了處理(見圖4)。在第8道中,黑色曲線是運用阿爾奇公式計算的含水飽和度,紅色曲線是雙水模型計算的含水飽和度,通過與巖心數據對比可以看出,雙水模型的計算結果與巖心更吻合,且可動水含量越高,雙水模型較阿爾奇公式計算的含水飽和度準確性越高。以5號層為例進行分析,研究區次生混合水礦化度732.5 mg/L,計算得到束縛水礦化度10 800 mg/L。按照巖石物理體積模型,地層水電阻率隨束縛水與自由水體積變化而不斷變化,計算得到地層水電阻率0.34～0.65 Ω·m之間變化。在純油層處只含束縛水,此時地層水電阻率最低為0.34 Ω·m,可動水含量越高,地層水電阻率越大。在5號層采用傳統阿爾奇公式計算的飽和度僅僅15%,且5、6號層整體飽和度變化不大,易整體解釋為單砂體油層。應用雙水模型計算的地層水電阻率為0.65 Ω·m,含水飽和度達到72%,解釋為水層。且雙水模型計算的飽和度與巖心分析結果更吻合,明顯提高了含水飽和度的計算精度及流體性質判別的準確性。

應用改進的雙水模型對研究區48口重點井進行了精細解釋,重新制作了油藏橫剖面對比圖,明確了研究區超重油儲層流體分布規律。從圖5可以看出油藏北部IZZ01、IZJ002PV、IZJ005PV、IZJ40006E、IZJ08等井在E1層普遍發育沖刷帶,E2層沖刷帶也主要分布在構造北部。構造偏南部局部井IZZ0024、IZZ0023井E1、E2層有電阻率值降低明顯段,疑似有水侵現象,研究區超重油儲層開發方式主要采用水平井冷采技術,因此,在開發中要注意避開含水層,有效指導射孔方案優化以及開發方案的制定。

圖5 研究區油藏橫剖面對比圖

4 結 論

(1)奧里諾科重油帶超重油油藏由于受地表淡水沖刷,地層水礦化度變化復雜,地層水包含高礦化度的束縛水和低礦化度的次生混合水,使得同一地層內地層水性質存在明顯差異,因此選用雙水模型計算含水飽和度。

(2)在研究區地層水成因分析的基礎上,基于視地層水電阻率法、實驗室水分析資料和巖石物理體積模型分別計算了地層水等效電導率、自由水電導率和束縛水電導率,揭示了研究區地層水礦化度的變化規律。

(3)在確定自由水和束縛水電導率的基礎上,綜合考慮自由水和束縛水電導率差異、體積比不同對地層水電阻率的影響,采用改進的雙水模型有效提高了含水飽和度的計算精度。通過與阿爾奇公式計算結果對比,改進的雙水模型計算結果與巖心分析吻合更好,進一步驗證了該方法的適用性與準確性。

(4)應用改進的雙水模型重新制作了研究區油藏橫剖面對比圖,明確了研究區沖刷帶的縱向分布規律,沖刷帶主要在油藏北部E1、E2層,構造偏南局部井電阻降低明顯段,疑似有水侵現象,對研究區超重油儲層射孔方案優化以及開發方案的制定具有重要指導意義。

致謝感謝中國石油大學(北京)毛志強教授、西安石油大學趙建鵬博士和中國石油勘探開發研究院陳和平教授級高工及黃文松博士在論文寫作過程中對本文提出的寶貴意見和建設性的建議,在此一并致謝。